构建表后虚拟电力市场-北极星售电网

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我们习惯把属于用户电力资产的部分称为表后，把归属于电网电力资产的部分称为表前。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

在表前，也就是公共电网的范围内，电力市场每个交易周期出清交易结果，连接到这个大电网上的电源和负荷都会出清本周期的电量，同时也伴有该周期的价格。

基于集中竞价，统一出清的方式，在电网不发生阻塞的情况下，不论是发电侧还是用电侧，共享同一个价格。

但是对于不同的电源，因为边际发电成本不同，导致边际成本低于出清价格的电源机组会获得本周期的出清电量，也就是要按计划执行的上网电量。

简而言之，在某个电网不受阻塞限制的交易周期内，成本越低的电源在出清序列上就越往前排。在用户侧报量不报价的前提下，出清的结果也就代表了整个系统当前最低的发电成本。

虽然这是表前电力市场的规矩，但是放在表后微电网里，我觉得同样值得能量管理系统的控制策略进行借鉴，进而获取最低的用电成本。

表后“市场”电源排序

以源网荷储为四要素的微电网系统，可以通过控制负荷、分布式电源和储能的功率曲线来达到控制网侧交换功率曲线的目的，进而可以实现用电成本和发电收益的可控。

但反过来想，当某个时段内负荷需求量确定时，可以向负荷提供电能的分布式电源、网侧功率还有储能系统该如何分配电能量似乎也可以通过“市场”的方式来解决。

参照表前的电能量市场，表后这个小市场基于的是用户的配电网，全部电源和负荷也是连接到同一个网上的，而且这个网不会发生阻塞。

那么每个周期内，电源成本的排序就成为了出清的唯一依据。

分布式光伏发电的成本最低，边际成本为0，出清序列和大市场中的新能源电量一样，都是排列在前序位置的。

储能系统放电的成本次之，但不会是0，因为储能之所以能放电的原因是因为其早些时段进行了充电，而充电是有成本的。

储能充电时作为用电负荷，其充电来源在这个小微电网系统里有两个，可能是光伏电量，也可能是网侧下网电量。

当光伏发电量较大，完全满足电力负荷需要时，余量电如果不存储，那么只能上网销售了。而如果被储能电池充进来，那么对应的充电成本就是光伏余量上网电丢失的“机会成本”，也就是余量上网电价，目前多为当地燃煤基准价。

当光伏发电量较小时，不能满足电力负荷需要，所以需要网侧电量来补充，储能如果是这个时段进行的充电，那么对应的成本就是此时下网电量对应的到户分时电价。

注意这里也有一个置换的概念，就算储能把光伏余量电充进来了，但并不是说实际进到储能电池的里的电能量就一定是光伏发出的电能量。

这其实和网侧电力市场一样，哪怕你签约了绿电合同，也难说是光伏电站或者风电场的电送到的你家门口。

因为我们已经默认在每个时刻分布式电源是优先去满足本地电力负荷的需求，那么光伏所发的电能在结算方面是优先匹配给负荷的，剩余的才会配置给储能这个充电负荷。

不过不论怎样，每个周期内储能如果可以提供放电量，那么必然会伴随着这些放电量的充电成本。

最后就是网侧供电量的到户电价了，这是整体的价格，包含输配电价、线损、系统运行费和基金等等，因为我们最终要考量的是整体的电费，而并非只是交易部分。

有了这样的价格排序，再结合负荷的需求量我们就可以开展“出清”工作了，这里还涉及到“报量”的问题。

光伏在这个周期内的发电量主要还是要预测，储能在这个周期内的放电量要看电池组的剩余容量以及放电额定功率，而网侧供电量可以视为是“无限大”，只要不超过用户整体的报装额定容量即可。

至于这个交易周期如何选取，还是要看分时电价的颗粒度，很多还在执行行政分时到户电价的省份就可以把这个周期设定为1小时，毕竟每个小时内的到户电价是一定的，那么对应网侧电量，储能电量的成本也就确定了。

整日优化

清楚了这个表后虚拟市场的竞价排名后，是否就可以逐一出清每个交易周期的结果了呢？

并非如此，表前电力市场对于日前市场出清的是整天的结果，进行的是联合优化，目的是实现全天供电成本的最小化，而并非是每个交易周期的供电成本最小化。

套用在我们这个表后小市场，储能的身份就不能当成一个电源，而是类似表前的独立储能一样。

将储能充放电的能力放置在全天范围内进行考虑，降低整天的供电成本。

比如说在某个时段内的电源排序，光伏最低，储能放电量次之，随后是网侧电源，但此时如果是用户的电价平时段，储能在此刻放电量，那么在之后峰时段可能就不具备放电的能力了。

而这个行为所抵消的网侧供电成本不如在峰时段放电大，所以虽然实现了某个周期内的供电成本最小化，但并未顾及全天供电成本的最小化。

那么，最后关于整日的优化，就是要使得全部交易周期内的供电成本最小化，转化成函数形式就和表前现货市场的目标函数很类似，即光伏电源和网侧电源以及储能充放电成本之和的最小化。

而边界条件为功率平衡以及光伏和储能的额定容量等等。

这样基于每日的优化就可以使得用户电能量费用实现成本最优，但这也要求对光伏出力，负荷需求有良好的预测能力，同时也要对每个周期网侧到户电价有明确的认识。

能够事前确定到户电价的情况最好，至少也要清楚当前时段价格是位于尖峰平谷深哪个时刻，但有些地区的分时到户电价属于事后发布，这就要求对分时电价也要具备一定的预判。

总之，还是要基于一定的预测能力来给出相应的控制策略，通过每天实时数据的反馈，不断强化预测能力，持续优化控制策略，这就是每个EMC能量管理系统每天要做的复盘和迭代。

全月考量

事还不止于此，因为我们作为微电网运行的目的是降低整体的电费，所以也不能忽略基本电费和力调电费。

而这两项电费考量的是全月的情况，一个是月实际最大需量，一个月累积的功率因数。

所以在进行每日的策略出清时，有必要将这两个费用当成约束条件纳入到出清边界里。

储能充电是否要抬高月实际最大需量，在抬需和峰谷套利之间要进行经济上的选择。

光伏削减的网侧电量是否会影响到需量基本电费9折的判定，是否要降载光伏以获取更多的基本电费减免。

因为光伏接入而导致的功率因数降低是否要通过光伏或者储能来提供无功功率进行补偿，提供无功会占用设备容量，进而降低本时段的发电量或者充放电量。

这些都需要考虑，而一切的目标都是为了最低的供电成本。

小结

实际上，表前电力市场的一些出清规则套用到表后的源网荷储也是适配的，这也比较符合电力系统树状的由上及下分布，大电网里有的元素在小微电网里也有，那么大电网适合的市场运行逻辑在小电网里也理应适用。

不仅如此，因为大电网市场交易仅针对交易电费，而小电网用户的电费还包含力调和基本电费，所以相比起大电网的出清规则又多了两项需要考虑的边界。

不过好在小电网隶属于用户配网，不会发生阻塞，也就不存在所谓的节点电价，这是可以简化出清过程的。

综上，这些逻辑都要靠能量管理系统来实现，而一个EMS不单单是做个漂亮的数据大屏，把一些已经产生的数据采集全，展示好而已。

其对于整个微电网的运行，全部资源的调度都要进行事前计划，履行事中执行，做好事后复盘。这也就奠定了能量管理系统在微电网以及虚拟电厂中的地位，绝对的大脑核心位置。

当然，管理系统履行策略分析以及执行都要基于数据的采集和预判，那么终端设备就要具备相应的能力。

下一篇我们就聊一下传统的“四遥”和当下被提及的“四可”。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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